Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 300
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, Н = 24% от прибыли.
П = 5445831,49 - (5445831,49 х 24%)
П = 4138831,93 руб
Таким образом, прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, составит 4138,83 тыс. руб.
Производительность труда в результате проведения мероприятия находится по формуле 20:
Прт = ∆А/ПППср (20)
где ПППср - среднесписочная численность рабочих основного и вспомогательного производства за 2010 год, чел.
Прт = 718,76/2649
Прт = 0,27 т/чел
Таким образом, производительность труда в результате проведения мероприятия составит 0,27 т/чел.
Снижение себестоимости добычи 1 т нефти определим по формуле 21:
Сср = ((С1 - Сn)/С1) х 100% (21)
где Сср - снижение себестоимости добычи 1 т нефти, %;
С1, Сn - себестоимость добычи 1 т нефти до и после мероприятия, руб
Сср = ((3,352 - 2,674)/3,352) х 100%
Сср = 20,22%
Таким образом, себестоимость 1 т нефти на скважине №1788 после проведении ГРП снизится на 20,22%.
Рентабельность характеризует эффективность производства и определяется по формуле 22:
Rпр = (П/Зсов) х 100% (22)
Rпр = (4138831,93/663628,51) х 100%
Rпр = 6,23%
Для определения финансовой прочности проекта необходимо рассчитать точку безубыточности добычи нефти:
Q* = Q х fc/Цн – vc (23)
где, Q - добыча нефти, т;
fc - постоянные затраты, руб;
Цн - цена 1 т нефти, руб./т;
vc - переменные затраты, руб.
Q* = 718,76 х 1069,6/8500 - 1604,4
Q* = 111,49 т
В денежном выражении точка безубыточности находится по формуле 24:
Q*(руб.) = Q* · Цн (24)
Q*(руб) = 111,49 х 8500
Q*(руб) = 947665 руб.
Определим финансовую прочность проекта по формуле 25:
ФП = П - Q* (25)
ФП = 4138830 - 947665
ФП = 3191165 руб.
Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами инвестиций в увеличении стоимости активов нефтяной компании. Оценка инвестиционной привлекательности проекта предполагает использование системы экономических показателей. Экономическое содержание каждого показателя неодинаково.
Аналитик получает информацию о различных сторонах инвестиционного проекта, поэтому только совокупность расчётов позволит принять правильное инвестиционное решение. С этой целью определим срок окупаемости данного инвестиционного проекта, который определяется как ожидаемое число лет, необходимое для полного возмещения инвестиционных затрат. Период окупаемости находится по формуле 26:
Ток = Зсов/ П (26)
Ток = 663628,51/4138830
Ток = 0,16 год
После проведения расчетов по планированию финансовых доходов от проведения ГРП делаем вывод, что данное мероприятие экономически выгодно, так как экономический эффект за расчетный период составит 5445,83 тыс. руб., прибыль составит 4138,83 тыс. руб.
Себестоимость нефти снизится от 3352 руб до 2674 рублей, так как все затраты будут погашены и рентабельность производства составит 6,23%.
Точка безубыточности добычи нефти составит 111,49 т и, так как этот показатель меньше показателя добычи нефти, которая составляет 718,76 тонны, делаем вывод, что предприятие окупит проект за 2 месяца после проведения ГРП.
Финансовая прочность положительна и составляет 3191165 руб.
Оценка инвестиционного проекта
Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами инвестиций. Оценка инвестиционной привлекательности проекта предполагает использование систем экономических показателей. Содержание каждого показателя не одинаково.
Аналитик получает информацию о различных сторонах инвестиционного проекта, поэтому только совокупность расчетов позволяет принять правильное инвестиционное решение, для чего необходимо рассчитать показатели дисконтированного дохода (ЧТСД) и ставку доходности проекта (СДП).
Показатель ЧТСД определяет сумму текущих эффектов за весь расчетный период, приведенный к начальному шагу.
Показатель СДП отражает экономическую эффективность сравниваемых инвестиционных проектов и характеризует уровень их рентабельности.
Ставка дисконта должна являться минимальной нормой прибыли ниже, которой предприятие считает инвестиции не выгодными для себя. Учитывая современное положение на рынке сырья Углеводородов и показатель инфляции необходимо рассчитать показатели чистого дисконтирования от 15 до 45%. Для этого прежде рассчитывают чистую текущую стоимость доходов по формуле 27:
ЧТСД = (Вр - Зсов)/(1 + r) t (27)
где Вр - выручка от реализации проекта, руб;
Зсов - совокупность затрат, руб;
t - срок окупаемости проекта;
r - ставка дисконтирования.
ЧТСД при r=15% = (6109460 - 663628,51)/(1 + 0,15) 0,16
ЧТСД = 5325403,8 руб.
ЧТСД при r=45% = (6109460 - 663628,51)/(1 + 0,45) 0,16
ЧТСД = 5131511,64 руб.
Таким образам ЧТСД при ставке дисконтирования 15% будет составлять 5325403,8 руб., а при ставке дисконтирования 45% будет составлять 5131511,64 руб.
Ставка доходности проекта отражает экономическую эффективность проекта и характеризует уровень рентабельности, который определяется по формуле 45:
СДП = (ЧТСД/Зсов) х 100 % (28)
Ставка доходности проекта при ставке дисконтирования 15% будет равна
СДП = (5325403,8/663628,51) х 100%
СДП = 8,02%
Ставка доходности проекта при ставке дисконтирования 45% будет равна
СДП = (5131511,64/663628,51) х 100%
СДП = 7,73%
Таким образам СДП при ставке дисконтирования 15% будет составлять 8,02%, а при ставке дисконтирования 45% будет составлять 7,73%.
Расчеты ЧТСД и СДП при разных процентах дисконтирования сведем в таблицу 9:
Таблица 9 – Сводный расчет ЧТСД и СДП
Далее рассчитаем внутреннюю ставку доходности проекта (ВСДП).
ВСДП - эта ставка дисконтирования, приравнивающая сумму приведенных доходов от проекта к величине инвестиций.
По таблице 9 видно, что при ставке дисконтирования 45% ЧТСД уменьшается. Очевидно, что ВСДП находиться в пределах ставке дисконтирования от 15 до 45%.
Составим пропорцию и решим уравнение
5325403,8- 5228457,72/5325403,8 - 5131511,64 = 15 - (15+х)/45-15
x = 15
Таким образом, внутренняя ставка дисконтирования составляет 15%.
ВСДП = 15% + 15% = 30%
Найдем по формулам 27 и 28 показатели ЧТСД и СДП при рассчитанной внутренней ставке дисконтирования проекта:
ЧТСД при r=30% = (6109460 - 663628,51)/(1 + 0,3) 0,16
ЧТСД = 5221956,65 руб.
СДП = (5221956,65/663628,51) х 100 %
СДП = 7,87%
Таким образом, ЧТСД от осуществляемого проекта по проведению ГРП на скважине №1788 составит 5221956,65 руб, т. е прибыльность
инвестиций выше нормы дисконта и это означает, что в результате реализации проекта ценность предприятия возрастёт, т. е. инвестирование в проведении ГТМ пойдет ему на пользу. ВСДП будет равна 30%, которая показывает уровень окупаемости средств, направленных на цели инвестирования.
Составим таблицу ТЭП проекта проведения ГРП на скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения:
Таблица 10 - ТЭП инвестиционного проекта
Результаты всех расчетов показали, что проведение ГРП в скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения в условиях НГДУ «Туймазанефть» является целесообразным и экономически привлекательным мероприятием по усовершенствованию разработки тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения, т.к. после проведения мероприятия среднесуточный дебит нефти увеличился с 6,1 до 17,2 тонны в сутки, себестоимость нефти снизилась с 3352 до 2674 руб/т, чистая прибыль составляет 4138830 рублей, срок окупаемости составляет 2 месяца.
Рекомендуется проведение ГРП на скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения в условиях НГДУ «Туймазанефть».
Заключение
За 40 лет разработки пласта DIV Абдулловского месторождения текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,186. Принятый проектный коэффициент нефтеотдачи равен 0,31.
За 30 лет разработки тиманского горизонта Абдулловского месторождения текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,08. Принятый проектный коэффициент нефтеотдачи равен 0,17.
Остаточные балансовые запасы нефти характеризуются значительной величиной, которые удерживаются в недрах за счет плохих коллекторских свойств пород, высокой степени неоднородности, межмолекулярных сил. Таким образом, огромные остаточные балансовые запасы нефти являются важным резервом стабилизации текущей добычи нефти, увеличения извлекаемых запасов ее, в конечном счете - нефтеотдачи. Этот резерв может быть реализован при широком внедрении на месторождениях современных методов увеличения нефтеотдачи, которые позволят повысить проектный коэффициент нефтеотдачи, следовательно, и перспективы месторождений.
В данном дипломном проекте проведен анализ эффективности ГРП, проведенных компанией «ПетроАльянс». На основании выполненного анализа была рекомендована скважина №1788 Усень-Ивановского месторождения для проведения ГРП. Планируемая дополнительная добыча нефти за счет проведения ГРП в скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения за время реагирования (90 суток) составит 718,76 тонн нефти. В целом анализ ТЭП показал высокую экономическую эффективность проведения ГРП в условиях Абдулловского и Усень-Ивановского месторождений.
Размещено на Studwood.ru
П = 5445831,49 - (5445831,49 х 24%)
П = 4138831,93 руб
Таким образом, прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, составит 4138,83 тыс. руб.
Производительность труда в результате проведения мероприятия находится по формуле 20:
Прт = ∆А/ПППср (20)
где ПППср - среднесписочная численность рабочих основного и вспомогательного производства за 2010 год, чел.
Прт = 718,76/2649
Прт = 0,27 т/чел
Таким образом, производительность труда в результате проведения мероприятия составит 0,27 т/чел.
Снижение себестоимости добычи 1 т нефти определим по формуле 21:
Сср = ((С1 - Сn)/С1) х 100% (21)
где Сср - снижение себестоимости добычи 1 т нефти, %;
С1, Сn - себестоимость добычи 1 т нефти до и после мероприятия, руб
Сср = ((3,352 - 2,674)/3,352) х 100%
Сср = 20,22%
Таким образом, себестоимость 1 т нефти на скважине №1788 после проведении ГРП снизится на 20,22%.
Рентабельность характеризует эффективность производства и определяется по формуле 22:
Rпр = (П/Зсов) х 100% (22)
Rпр = (4138831,93/663628,51) х 100%
Rпр = 6,23%
Для определения финансовой прочности проекта необходимо рассчитать точку безубыточности добычи нефти:
Q* = Q х fc/Цн – vc (23)
где, Q - добыча нефти, т;
fc - постоянные затраты, руб;
Цн - цена 1 т нефти, руб./т;
vc - переменные затраты, руб.
Q* = 718,76 х 1069,6/8500 - 1604,4
Q* = 111,49 т
В денежном выражении точка безубыточности находится по формуле 24:
Q*(руб.) = Q* · Цн (24)
Q*(руб) = 111,49 х 8500
Q*(руб) = 947665 руб.
Определим финансовую прочность проекта по формуле 25:
ФП = П - Q* (25)
ФП = 4138830 - 947665
ФП = 3191165 руб.
Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами инвестиций в увеличении стоимости активов нефтяной компании. Оценка инвестиционной привлекательности проекта предполагает использование системы экономических показателей. Экономическое содержание каждого показателя неодинаково.
Аналитик получает информацию о различных сторонах инвестиционного проекта, поэтому только совокупность расчётов позволит принять правильное инвестиционное решение. С этой целью определим срок окупаемости данного инвестиционного проекта, который определяется как ожидаемое число лет, необходимое для полного возмещения инвестиционных затрат. Период окупаемости находится по формуле 26:
Ток = Зсов/ П (26)
Ток = 663628,51/4138830
Ток = 0,16 год
После проведения расчетов по планированию финансовых доходов от проведения ГРП делаем вывод, что данное мероприятие экономически выгодно, так как экономический эффект за расчетный период составит 5445,83 тыс. руб., прибыль составит 4138,83 тыс. руб.
Себестоимость нефти снизится от 3352 руб до 2674 рублей, так как все затраты будут погашены и рентабельность производства составит 6,23%.
Точка безубыточности добычи нефти составит 111,49 т и, так как этот показатель меньше показателя добычи нефти, которая составляет 718,76 тонны, делаем вывод, что предприятие окупит проект за 2 месяца после проведения ГРП.
Финансовая прочность положительна и составляет 3191165 руб.
Оценка инвестиционного проекта
Экономическая оценка проекта характеризует его привлекательность по сравнению с другими вариантами инвестиций. Оценка инвестиционной привлекательности проекта предполагает использование систем экономических показателей. Содержание каждого показателя не одинаково.
Аналитик получает информацию о различных сторонах инвестиционного проекта, поэтому только совокупность расчетов позволяет принять правильное инвестиционное решение, для чего необходимо рассчитать показатели дисконтированного дохода (ЧТСД) и ставку доходности проекта (СДП).
Показатель ЧТСД определяет сумму текущих эффектов за весь расчетный период, приведенный к начальному шагу.
Показатель СДП отражает экономическую эффективность сравниваемых инвестиционных проектов и характеризует уровень их рентабельности.
Ставка дисконта должна являться минимальной нормой прибыли ниже, которой предприятие считает инвестиции не выгодными для себя. Учитывая современное положение на рынке сырья Углеводородов и показатель инфляции необходимо рассчитать показатели чистого дисконтирования от 15 до 45%. Для этого прежде рассчитывают чистую текущую стоимость доходов по формуле 27:
ЧТСД = (Вр - Зсов)/(1 + r) t (27)
где Вр - выручка от реализации проекта, руб;
Зсов - совокупность затрат, руб;
t - срок окупаемости проекта;
r - ставка дисконтирования.
ЧТСД при r=15% = (6109460 - 663628,51)/(1 + 0,15) 0,16
ЧТСД = 5325403,8 руб.
ЧТСД при r=45% = (6109460 - 663628,51)/(1 + 0,45) 0,16
ЧТСД = 5131511,64 руб.
Таким образам ЧТСД при ставке дисконтирования 15% будет составлять 5325403,8 руб., а при ставке дисконтирования 45% будет составлять 5131511,64 руб.
Ставка доходности проекта отражает экономическую эффективность проекта и характеризует уровень рентабельности, который определяется по формуле 45:
СДП = (ЧТСД/Зсов) х 100 % (28)
Ставка доходности проекта при ставке дисконтирования 15% будет равна
СДП = (5325403,8/663628,51) х 100%
СДП = 8,02%
Ставка доходности проекта при ставке дисконтирования 45% будет равна
СДП = (5131511,64/663628,51) х 100%
СДП = 7,73%
Таким образам СДП при ставке дисконтирования 15% будет составлять 8,02%, а при ставке дисконтирования 45% будет составлять 7,73%.
Расчеты ЧТСД и СДП при разных процентах дисконтирования сведем в таблицу 9:
Таблица 9 – Сводный расчет ЧТСД и СДП
| Показатель | Ставка дисконтирования, % | |
| 15,00% | 45,00% | |
| ЧТСД, руб | 5325403,8 | 5131511,64 |
| СДП, % | 8,02% | 7,73% |
Далее рассчитаем внутреннюю ставку доходности проекта (ВСДП).
ВСДП - эта ставка дисконтирования, приравнивающая сумму приведенных доходов от проекта к величине инвестиций.
По таблице 9 видно, что при ставке дисконтирования 45% ЧТСД уменьшается. Очевидно, что ВСДП находиться в пределах ставке дисконтирования от 15 до 45%.
Составим пропорцию и решим уравнение
5325403,8- 5228457,72/5325403,8 - 5131511,64 = 15 - (15+х)/45-15
x = 15
Таким образом, внутренняя ставка дисконтирования составляет 15%.
ВСДП = 15% + 15% = 30%
Найдем по формулам 27 и 28 показатели ЧТСД и СДП при рассчитанной внутренней ставке дисконтирования проекта:
ЧТСД при r=30% = (6109460 - 663628,51)/(1 + 0,3) 0,16
ЧТСД = 5221956,65 руб.
СДП = (5221956,65/663628,51) х 100 %
СДП = 7,87%
Таким образом, ЧТСД от осуществляемого проекта по проведению ГРП на скважине №1788 составит 5221956,65 руб, т. е прибыльность
инвестиций выше нормы дисконта и это означает, что в результате реализации проекта ценность предприятия возрастёт, т. е. инвестирование в проведении ГТМ пойдет ему на пользу. ВСДП будет равна 30%, которая показывает уровень окупаемости средств, направленных на цели инвестирования.
Составим таблицу ТЭП проекта проведения ГРП на скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения:
Таблица 10 - ТЭП инвестиционного проекта
| Наименование показателя, единица измерения | До ГТМ | После ГТМ |
| 1 | 2 | 3 |
| Добыча нефти, т | 523,2 | 1241,96 |
| Дополнительная добыча нефти за расчетный период, т | - | 718,76 |
| Среднесуточный дебит нефти т/сут | 6,1 | 17,2 |
| Затраты времени на выполнение ГТМ, чел/час | - | 168,66 |
| Экономические затраты для проведения ГРП, руб, в том числе: - расходы на заработную плату - отчисления на социальные нужды - затраты на прокат спецтехники - затраты на проведение геофизических исследований - затраты на материалы - затраты на амортизацию - цеховые расходы - общехозяйственные расходы - резерв средств на затраты | - - - - - - - - - - | 663628,51 45476,91 16417,16 67515,46 7950 331472,4 7815,7 113060,82 52719,93 21200,13 |
| Себестоимость добытой 1 тонны нефти, руб/т | 3352 | 2674 |
| Производительность труда, т/чел | 0,19 | 0,27 |
| Показатели экономической эффективности, в том числе: - выручка от реализации, руб - балансовая прибыль, руб | | 6109460 5445831,49 |
| - чистая прибыль, руб - рентабельность производства, % | - - | 4138830 6,23 |
| Точка безубыточности проекта: а) в натуральном выражении, т | - | 111,49 |
| б) в стоимостном выражении, руб | - | 947665 |
| Срок окупаемости, мес. | - | 2 |
| ЧТСД руб | - | 5221956,65 |
| СДП, % | - | 7,87 |
| ВСДП, % | - | 30 |
Результаты всех расчетов показали, что проведение ГРП в скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения в условиях НГДУ «Туймазанефть» является целесообразным и экономически привлекательным мероприятием по усовершенствованию разработки тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения, т.к. после проведения мероприятия среднесуточный дебит нефти увеличился с 6,1 до 17,2 тонны в сутки, себестоимость нефти снизилась с 3352 до 2674 руб/т, чистая прибыль составляет 4138830 рублей, срок окупаемости составляет 2 месяца.
Рекомендуется проведение ГРП на скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения в условиях НГДУ «Туймазанефть».
Заключение
За 40 лет разработки пласта DIV Абдулловского месторождения текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,186. Принятый проектный коэффициент нефтеотдачи равен 0,31.
За 30 лет разработки тиманского горизонта Абдулловского месторождения текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,08. Принятый проектный коэффициент нефтеотдачи равен 0,17.
Остаточные балансовые запасы нефти характеризуются значительной величиной, которые удерживаются в недрах за счет плохих коллекторских свойств пород, высокой степени неоднородности, межмолекулярных сил. Таким образом, огромные остаточные балансовые запасы нефти являются важным резервом стабилизации текущей добычи нефти, увеличения извлекаемых запасов ее, в конечном счете - нефтеотдачи. Этот резерв может быть реализован при широком внедрении на месторождениях современных методов увеличения нефтеотдачи, которые позволят повысить проектный коэффициент нефтеотдачи, следовательно, и перспективы месторождений.
В данном дипломном проекте проведен анализ эффективности ГРП, проведенных компанией «ПетроАльянс». На основании выполненного анализа была рекомендована скважина №1788 Усень-Ивановского месторождения для проведения ГРП. Планируемая дополнительная добыча нефти за счет проведения ГРП в скважине №1788 Усень-Ивановского месторождения за время реагирования (90 суток) составит 718,76 тонн нефти. В целом анализ ТЭП показал высокую экономическую эффективность проведения ГРП в условиях Абдулловского и Усень-Ивановского месторождений.
Размещено на Studwood.ru